CC BY
17Актуальные проблемы нефти и газа. Вып. 2(41) 2023 http://oilgasjournal.ru
DOI 10.29222/ipng.2078-5712.2023-41.art7 УДК 662.691.24
Оценка различных доступных опций в пакетах гидродинамического моделирования для моделирования захоронения углекислого газа в геологические структуры различных типов
Д.П. Аникеев*, Э.С. Аникеева**
Институт проблем нефти и газа РАН, г. Москва, Россия E-mail: *anikeev@ogri.ru, **esanikeeva@ogri.ru
Аннотация. В статье представлен обзор нескольких способов захоронения углекислого газа в пластах для уменьшения углеводородного следа. Также кратко описывается математический аппарат, используемый для описания процессов, протекающих при закачке CO2 в пласты осадочных и магматических горных пород. Приводятся уравнения химических превращений при взаимодействии углекислоты с породой.
Обсуждается возможность учета процессов, происходящих в пласте, в том числе образования новых минералов в цифровых гидродинамических моделях пластов.
Ключевые слова: захоронение CO2, химические реакции в пласте, гидродинамическое моделирование.
Для цитирования: Аникеев Д.П., Аникеева Э.С. Оценка различных доступных опций в пакетах гидродинамического моделирования для моделирования захоронения углекислого газа в геологические структуры различных типов // Актуальные проблемы нефти и газа. 2023. Вып. 2(41). С. 108-123. https://doi.org/10.29222/ipng.2078-5712.2023-41.art7
Введение
В данной статье представлен обзор практического опыта закачки СО2 в пласты для его захоронения и теоретических подходов к моделированию этого процесса. Проведено сопоставление между
практическими результатами, моделями, которые их описывают, и доступными средствами для моделирования в гидродинамических пакетах. Оценена доступность математического аппарата в гидродинамических симуляторах для воспроизведения на гидродинамических моделях процесса закачки СО2 в пласты с параметрами, сходными с находящимися в разработке залежами углеводородов.
На различных стадиях разработки нефтяных месторождений методы
интенсификации добычи нефти,
в зависимости от геолого-физической характеристики объектов, имеют свои особенности, которые проявляются при использовании их на практике в условиях конкретных месторождений. Значимость решения задач
по интенсификации добычи нефти кратно возрастает с вводом в разработку нефтяных или нефтегазовых месторождений с малопродуктивными пластами.
Закачка в разрабатываемые пласты газов для поддержания пластового давления, интенсификации разработки и повышения коэффициента извлечения нефти и газа активно применяются с 1970-х годов, хотя первые экспериментальные работы начаты значительно ранее.
© 2023. Д.П. Аникеев, Э.С. Аникеева
108
В пласты закачивают соли, щелочи, полимерные растворы, перегретый пар или просто горячую воду. Эффективность конкретного метода зависит от пластовых условий, фильтрационно-емкостных свойств пород-коллекторов и насыщающих их флюидов.
Другим направлением использования СО2 является его захоронение с целью вывода из обращения в попытке уменьшить углеродный след. Источником СО2 является связывание и удаление СО2 из воздуха.
Различные способы захоронения СО2 в геологических структурах можно разбить на четыре группы:
- в виде подвижной фазы в структурной ловушке [1];
- в виде растворенного соединения в рассоле;
- в виде осажденного минерального комплекса, полученного в результате химического взаимодействия с породой;
- путем капиллярного захвата в качестве остаточной фазы [2].
В работе [3] проведена оценка необходимого объема поглощения СО2 на уровне нескольких гигатонн в год, чтобы играть значительную роль в смягчении последствий изменения климата. Текущий уровень оценивается в мегатоннах СО2 в год.
При этом отдельные проекты по захоронению в осадочные пласты оцениваются на уровне от 0,3 до 4 мегатонн СО2 в год. А пилотные проекты закачки газа в базальтовые толщи - от сотен до тысяч тонн СО2 в год [3-5].
Химические превращения
при минерализации СО2
При минерализации СО2 происходит его преобразование в стабильные карбонатные минералы, такие как кальцит (СаСОз), доломит (CaMg(COз)2), магнезит (MgCOз) и сидерит ^еСОз).
Ограничивающими факторами для карбонизации минералов в пласте являются скорость растворения СО2 в водной фазе и скорость высвобождения двухвалентных катионов из основных силикатных минералов [4]. Поэтому динамика карбонизации зависит от того, в каком виде СО2 поставляется в пласт: полностью растворенным в воде или в сверхкритическом состоянии. При закачке в сверхкритическом состоянии СО2 важно наличие достаточных запасов пластовой воды (или воды водоносного горизонта), поскольку в таком случае вода является средой, в которой происходит взаимодействие СО2 и минералов.
После закачки СО2 в водоносные горизонты он растворяет и подкисляет пластовую воду и диссоциирует на бикарбонат- и карбонат-ионы в результате следующей реакции:
СО^ац) + Н:0 - Н:СО, = НС03" + Н+ = С032 + 2Н (1)
Грунтовые воды в базальтовых и перидотитовых породах обычно содержат повышенные концентрации растворенных двухвалентных катионов, таких как Са2+ и Mg2+ [6]. Эти ионы могут вступать в реакцию с растворенным СО2 с образованием осадка карбонатных минералов в соответствии с реакцией:
(2)
(Са, Рс)2+ + С02 + Н:0 = (Рс, Са, 1^)С03 + 2Н+
Карбонизацию минералов можно усилить путем закачки СО2 в силикатные породы, богатые двухвалентными катионами (Ca2+, Mg2+, Fe2+). Реакции (1) и (2) приводят
к образованию Н+ и не будут двигаться вправо, как написано, если только эти ионы также не потребляются в ходе различных реакций.
Дальнейшие реакции вода-порода, такие как растворение оливина (форстерита) или плагиоклаза - реакции (3) и (4), потребляют Н+, что приводит к осаждению карбонатных минералов:
Mg2SiO4 + 4Н+ ^ 2Mg + 2Н20 + SiO2(aq) CaAl2Si2O8 + 2Н+ + Н20 ^ Са2+ + А1^205(0Н)
(3)
(4)
Растворение СО2 в пластовых водах будет зависеть не только от температуры, давления и солености, но и от изменения рН в результате реакций флюид-порода. Реакции (3) и (4) снижают рН водной среды, тем самым сдвигая реакцию (1) вправо, что приводит к повышенной растворимости СО2 и карбонизации минералов, см. реакцию (2).
Реакции (3)-(4) являются некоторым упрощением. В минералах сложной структуры при взаимодействии воды, СО2 и минерала количество реакций может быть достаточно большим. Так, в работе [7] выделено 5 независимых реакций и еще 44 зависимых. Зависимые реакции описываются константами равновесия, полученными для пяти независимых.
Независимые реакции происходят в результате взаимодействия различных минералов, слагающих породу.
Эксперименты по карбонизации оливина с образованием магнезита и кварца в №С1 + NaHCOз с использованием насыщенных водных растворов с высоким парциальным давлением (pCO2) при высоком соотношении объема породы и флюида демонстрируют скорость реакции, которая в 1000 раз превышает скорость растворения оливина при том же рН, но без высокой
концентрации бикарбоната [8]. Дымовые газы электростанций содержат SO2. Присутствие смеси SO2 и CO2 может увеличить скорость растворения
алюмосиликатов, таких как полевой шпат, за счет образования комплекса Al3+ [9]. Кроме того, кристалличность породы также влияет на скорость растворения. Базальтовое стекло выделяет Са2+ в два раза быстрее, чем кристаллический базальт [10]. Таким образом, влияние породы, состава пластовых вод и состава закачиваемого агента может изменить скорость растворения и карбонизации минералов на несколько порядков.
Эффекты, возникающие
при захоронении СО2 в породе
В работах [1; 11] представлено сопоставление численных экспериментов и лабораторных исследований процессов секвестрации сверхкритического СО2 на карбонатных образцах керна, полученных из истощенных газовых коллекторов.
В работе [12] представлены результаты расчетов на полноразмерной гидродинамической модели с заданными начальными концентрациями ионов и определенным минеральным составом.
В модели присутствовала
нагнетательная скважина, в которую производилась закачка СО2, и две наблюдательные, на которых рассчитывалась концентрация СО2. В табл. 1 представлено начальное распределение состава породы. Результаты расчета с учетом и без учета геохимических реакций показали разное время прорыва СО2. По мнению авторов статьи, это происходит из-за растворения кальцита и изменения объема пор.
Таблица 1
Начальное распределение минерального состава [12]
Минерал Доля в породе, д.ед.
3^-7
Ca2+ 1,25E-5
га2-3 1,^-05
HCOз 2^-04
OH- 5^-07
Al3+ 2^-05
SiO-2(aq) 2,53E-04
2^-03
6^-03
Одним из эффектов влияния СО2 является изменение смачиваемости коллектора, что может отражаться на относительных фазовых проницаемостях. Кроме того, выпадение твердых компонентов также меняет степень смачиваемости породы. При этом структура заполнения пор солью в случае гидрофильных и гидрофобных пород выпадающей солью различна [13].
В результате синтетических расчетов обнаружено существенное различие в подвижных запасах СО2 при учете и неучете изменения смачиваемости.
На рис. 1 представлено изменение запасов СО2 с разбивкой по его подвижности с учетом изменения смачиваемости и без его учета.
В работе [15] представлен подход, выходящий за рамки опций стандартных гидродинамических симуляторов и объединяющий гидродинамическое
моделирование и моделирование движения молекул. Данный подход оказался чрезвычайно ресурсоемким.
Рис. 1. Запасы без учета (а) и с учетом (Ь) изменения смачиваемости [14]
Практические результаты
по минерализации СО2
путем закачки в пласт
Авторы работ [16-19] рассматривают теоретические и практические аспекты минерализации CO2 в результате взаимодействия с породами. Объектом исследования являлись отложения ультраосновных пород на территории Омана. Экономические оценки, выполненные авторами работы [16], показывают, что захоронение CO2 в ультраосновных породах по стоимости конкурирует с захоронением ТО2 в сверхкритическом состоянии в объектах другого гинезиса.
В работе [18] предлагается использовать естественный процесс минерализации углекислого газа
в перидотитах при высоких температурах. Как утверждается в работе [16], вода, даже при немного повышенном содержании в ней углекислого газа, способна многократно увеличить скорость реакции растрескивания.
В работе [5] приведен пример закачки в базальтовые толщи СО2 в сверхкритическом состоянии. Целевые интервалы закачки представляли собой две проницаемые зоны сообщающихся базальтовых коллекторов общей мощностью ~20 м, разделенные между собой базальтовой толщей, не принимающей СО2 при закачке. Интервалы залегают в слоистой базальтовой толще на глубине 830-890 м от поверхности Земли. Результаты интерпретации геофизического каротажа, проведенного после закачки указывают на наличие свободной фазы СО2 в верхней части двух зон взаимодействия закачки без вертикальной миграции СО2 выше горизонтов нагнетания. Анализ кернового материала подтверждает, что закачиваемый ТО2 в сверхкритическом состоянии активно
превращался в стабильный карбонатный минерал в базальтовом коллекторе в течение как минимум 24 месяцев после закачки. Исследование было завершено по истечении двух лет, несмотря на то, что процессы продолжаются.
Пилотный проект CarbFix [4; 20] нацелен на проверку возможности карбонизации в базальтовых породах как способа безопасного захоронения СО2. Испытание включает улавливание дымовых газов СО2 с геотермальной электростанции Хеллишейди (Hellisheidi) и закачку 2200 т ТО2 , полностью растворенного в воде, в год, на экспериментальную площадку закачки CarbFix на юго-западе Исландии.
Добываемый в процессе работы электростанции геотермальный газ, в основном, состоит из СО2 и H2S с незначительным количеством N2 и Н2. Два основных дымовых газа (СО2, H2S) разделяются на установке по очистке газа. Геотермальная электростанция производит в год 60 тыс. т Ш2 (то есть пилотная закачка позволяет утилизировать около 3% годового производства СО2).
Отделенный H2S повторно
закачивается вместе с отработанной геотермальной водой в глубокий геотермальный пласт, в то время как СО2 (98% ТО2, 2% H2S) с установки по очистке газа транспортируется по трубопроводу к нагнетательной скважине (НК-02). Пресные грунтовые воды добываются из скважины НК-01 и повторно закачиваются вместе с СО2 в НК-02 с целью растворения СО2. Изотоп 14С и трассер красного цвета (амидородамин G) добавляются в поток воды, поступающей со скв. НК-01. SF5CFз добавляется в поток газа СО2. Кроме пресных грунтовых вод также используется пластовая вода, добытая из водозаборной скважины НК-04.
ТО2 при давлении 25 бар и грунтовые воды из НК-01 закачиваются вместе. Газообразный СО2 закачивается на глубину ~500 м совместно с закачиваемыми грунтовыми водами, где он поступает в целевое хранилище полностью
растворенным. При этих условиях рС02 составляет 25 бар, а результирующий рН ~ 3,7. Ожидается, что вода, насыщенная СО2, вступит в реакцию с базальтовыми минералами, что приведет к повышению рН и повышению щелочности. Количество воды, необходимое для полного растворения CO2, зависит от температуры и парциального давления СО2. Для полного растворения СО2 требуется 22 т воды на 1 т СО2. Расход воды при закачке составил 2 кг/сек.
Поскольку СО2 полностью растворен в воде, он не определяется стандартными методами геофизического мониторинга. Авторы использовали методы
геохимического мониторинга, которые полезны для непосредственного мониторинга перемещения СО2 в недрах. Пробы жидкости на SF6, SF5CFз и трассер отбираются в нагнетательных и контрольных скважинах с использованием системы откачки высокого давления в нагнетательной скважине и предварительно установленных погружных насосах в контрольных скважинах. Концентрация трассера и SF6/SF5CFз определились на хроматографе.
Кроме того, введенный СО2 (содержит 12С и 13С) будет помечен изотопом 14С. Есть две причины для использования 14С Во-первых, весь природный углерод в глубоких водоносных горизонтах, как правило, не содержит 14С из-за длительного пребывания в грунтовых водах и относительно короткого периода
полураспада 14С (5730 лет). Во-вторых, 14С является активным (или, по
другой терминологии, реактивным) индикатором, что означает, что его соотношение с углеродом в подземных водах изменится в результате растворения и осаждения карбонатных минералов.
В процессе карбонизации минералов твердая фаза будет обогащена более тяжелыми изотопами (1зС и 14С), а оставшийся растворенный СО2 станет изотопно легче. 14С подвергается лишь минимальному воздействию фракционирования при фазовых переходах относительно точности его измерений.
Таким образом, если после закачки СО2 происходит карбонизация минералов, это можно отслеживать и верифицировать путем измерения изотопного состава пластового флюида и образцов горных пород с помощью масс-спектрометрии.
Использование подхода с несколькими индикаторами с нереактивными и реактивными индикаторами позволит исследователям разделить физические и геохимические процессы, исследуя изменение соотношения между различными индикаторами. Фракции смешивания будут определяться нереактивными индикаторами (SF6, SF5CFз, трассер), тогда как реакции растворения карбоната или осаждения будут характеризоваться измеренными соотношениями изотопов углерода в грунтовых водах и осажденных карбонатах.
Закачка осуществлялась в несколько этапов: на первом этапе длительностью 45 дней закачано 175 т, на втором этапе за 48 дней - 73. На первом этапе в качестве метки использовался SF6, а на втором -SF5CFз. На первом этапе закачивался чистый ТО2, на втором - смесь 75% ^2, 24% H2S, 1 то1% Н2. Состав смеси представлен в мольных процентах.
Результаты мониторинга процесса закачки представлены в статье [20]. Снижение рН и увеличение содержания растворенного неорганического углерода наблюдались в первой контрольной скважине, НК-04, примерно через две недели после начала
каждой закачки. На заданной глубине пласта-хранилища эта контрольная скважина находится примерно в 125 м ниже по течению от нагнетательной скважины. Однако значительного увеличения концентрации H2S после второй закачки не наблюдалось. Отобранные пробы флюидов из скважины НК-04 показывают быстрое увеличение концентрации Са, Mg и Fe во время закачки с постепенным снижением в
последующие месяцы. Расчеты показывают, что отобранные жидкости насыщаются сидеритом примерно через четыре недели после начала закачки, и эти жидкости достигают насыщения кальцитом примерно через три месяца после каждой закачки.
Построение моделей
растворимости
СО2 может пребывать в нескольких фазовых состояниях. Диаграмма фазового перехода СО2 представлена на рис. 2 [21].
В реализуемых при разработке месторождений условиях возможны следующие варианты агрегатного состояния: газообразное, сжимаемая жидкость и сверхкритическая жидкость.
-56,4 31,1
Рис. 2. Диаграмма фазового перехода [21]
Исторически первые модели были созданы для описания системы H2O-CO2-NaCI для геотермальных систем с высокими давлениями (более 200 бар) и температурами (более 300 °С) [22]. Дальнейшее усовершенствование этих моделей шло по пути повышения рассматриваемых диапазонов температуры
(до 1000 °С) и давления (до 5000 бар) [23; 24], а также расширения списка поддерживаемых солей. Так в работе [25] уже рассмотрена система H2O-CO2-CH4-N-NaCl. Модель не применима на диапазонах с более низкими давлениями и температурами в зонах со сложным поведением СО2.
Поэтому понадобились новые модели и новые подходы. Статьи группы авторов: N. Spycher, К. Ргце88 [26; 27] и другие, написанные в 2005 и 2009 гг., посвящены изучению взаимной растворимости хлоридов натрия (№0) и кальция ^а^). В работах приведены модели растворимости
(углекислого газа в воде, растворов хлоридов в воде). Используемая корреляционная модель основывалась на вириальном уравнении состояния, усеченном после второго члена, для вычисления коэффициентов летучести.
Полученная модель была сопоставлена с результатами лабораторных измерений растворимости CO2 в диапазоне от 40 до 160 ^ и давлении до 100 бар в растворах №0 моляльностью 4 и 6 (т. е. моль растворенного вещества в килограмме растворителя). Молярная масса №0 58,44277 г/моль. Указанный диапазон соответствует минерализации 230-350 г/л.
Работа [26] сосредоточена, главным образом, на расширении корреляций, представленных в 2003 г., которые описывают взаимную растворимость двух веществ, для включения влияния
хлоридных солей в расчет коэффициентов активности для раствора CO2 в воде.
Данные для модели получены, в первую очередь, для растворов соляной кислоты.
Наилучшие результаты наблюдаются, если одновременно использовать корреляции для растворимости [28] и представление коэффициента активности [29, з0], которые можно расширить для хлоридных растворов, помимо №0. Это позволит вычислять взаимные растворимости неитерационным способом с соответствующей точностью, обычно в пределах экспериментальной неопределенности для растворов концентрацией до 6 моль/кг для №С1 и 4 моль/кг для CaCh.
В работе [27] те же авторы расширили диапазон применимости модели по температуре от 12 до з00 по давлению - от 1 до 600 бар (0,1-60 МПа) и солености -от 0 до 6 моль/кг для №0. Формула эффективна с точки зрения вычислений и в первую очередь предназначена для численного моделирования потока СО2 с водой, при связывании углерода и моделировании геотермальных процессов.
Равновесие между водой и СО2 описывается двумя переходами:
Н2°(1)*--у^2°(д); КН20
С02(_ац) *--* С02(д);
Ксо~ =
^2 0(3) аН20(1)
^02(1)
асо2
(5)
(6)
(ая)
где индекс I обозначает жидкую воду;
индекс g обозначает богатую CO2 фазу, которая может быть газовой, жидкой или сверхкритической (см. рис. 5); индекс ад - водонасыщенный CO2;
К - константы равновесия, зависящие только от давления и температуры.
Модель разделения фаз основана на использовании экспериментальных данных, взятых из литературных источников по разделению по фазам рассолов ТО2 и №С1, и позволяет использовать ранее опубликованные корреляции для более высоких температур. Модель основана на применении коэффициентов активности для водонасы-щенной фазы и на коэффициентах летучести для фазы, богатой СО2. Коэффициенты активности рассчитываются с использованием выражения Маргулеса для СО2 в чистой воде и выражения Питцера [31] для эффектов высаливания.
Значения коэффициентов летучести вычисляются с использованием модифицированного уравнения состояния Редлиха-Квонга и правил смешивания, которые включают параметры асимметричного бинарного взаимодействия. Параметры для расчета коэффициентов активности и летучести были приведены в соответствие с опубликованными данными о растворимости в рамках диапазона Р-Т (давление-температура), представляющего интерес. При этом данные о взаимной растворимости и объеме газовой фазы обычно воспроизводятся в пределах разброса имеющихся данных. В статье [27] приведен пример моделирования многофазного потока, реализующего модель взаимной растворимости, для случая гипотетической усовершенствованной
геотермальной системы, где СО2 используется в качестве жидкости для отвода тепла. В этом эксперименте сухой сверхкритический СО2 при температуре 20 °С закачивается в емкость с горячей водой 0: = 200 °0.
Рассматриваемая модель имеет преимущества перед другими
моделями растворимости благодаря своей легковесности и простоте параметризации, а также высокой скорости расчетов. К тому же, многие из них не подходят для одновременного моделирования состава газовой и жидкой фаз.
Существуют и более сложные модели для описания экспериментов - например, в работе [32] уравнение состояния CO2 в сверхкритическом случае описывается функцией с 13 коэффициентами, определенными из эксперимента.
Результаты показывают, что закачиваемый СО2 вытесняет
пластовую воду относительно быстро, но находящийся в пласте CO2 содержит значительное количество воды
в течение длительного периода времени. Количество воды в CO2 может влиять на реакционную способность с породами-коллекторами и техническими материалами.
Обзор используемых моделей
в пакете tNavigator
Для моделирования процессов взаимодействия СО2 необходима поддержка следующих механизмов:
1. Растворимость СО2, в углеводородной системе, а также взаимная растворимость двух и более веществ;
2. Образование солей, согласно уравнениям (1)-(4);
3. Равновесие между водой и СО2, согласно уравнениям (5) и (6);
4. Изменение относительной фазовой проницаемости (ОФП) системы газ-вода из-за влияния СО2;
5. Изменение пористости и проницаемости из-за формирования солей в поровом пространстве.
Существует несколько опций, которые могут быть использованы для моделирования различных аспектов закачки СО2, так как они модифицируют схожие элементы модели и их одновременное использование не всегда невозможно.
Опции можно разделить по двум признакам. Во-первых, поведение CO2 может быть задано таблицами, описано законом Генри, рассчитано по различным уравнениям состояния.
Вторым признаком является список компонент, с которыми может взаимодействовать, в рамках модели, углекислый газ. Так, возможны варианты: ^2+солевой раствор, CO2+газовые компоненты (без нефти), CO2+нефть.
Наиболее простым случаем задания параметров является табличное задание свойства воды с растворенным компонентом (ключевое слово БОЬиЫЫ). В воде может растворяться только один компонент (подразумевается, что не углеводородный). Этим газом может быть СО2 (ключевое слово СО2БОЬ) или (ключевое слово СО2И2Б). Для этих двух случаев необходимые зависимости уже определены.
Более сложной является опция хранения ТО2 (CO2STORE). Предполагается, что в модели нет нефти, есть только вода и ТО2 - модель расчета свойств флюида с учетом растворения углекислого газа в воде, испарения воды и возможного присутствия солей. Реализации для композиционных и для композиционных термических моделей несколько
разные.
В модели используются уравнения, описание которых приводится в работах [26, 27].
Отметим, что наличие солей в воде также учитывается в моделях минерализованной воды (ключевое слово BRINE) и модели многокомпонетной соли (ECLMC), однако, в них соли влияют только на свойства воды и не учитывают возможное взаимодействие с CO2. Модель минерализованной воды учитывает процесс растворения пластовой соли, который, с одной стороны, приводит к изменению пористости коллектора, а с другой стороны, с увеличением концентрации растворенной в воде соли увеличиваются плотность и вязкость воды. Допустимые соли включают: NaCl, KCl, MgCl2, CaCl2, N2SO4, K2SO4, MgSO4, CaSO4, Na2CO3, K2CO3, MgCOs, CaCO3. Последние две соли малорастворимы в воде, но поддерживаются для общности. Для учета изменения ОФП возможно использование механизма изменения параметров ОФП (ключевое слово ENPTRCM, ENPKTRC) и параметров зависимости капиллярного давления (ключевые слова ENPCTRCM, ENPCTRC) от концентрации трассера. Реализуется это в виде таблиц множителей к значению точек на ОФП от концентрации трассера.
Опции CO2SOL и GASSOL допускают наличие нефтяной фазы в пласте. При этом в первом, более простом случае, в воде растворяется только CO2 и не учитывается испарение воды в газ. Второй вариант позволяет рассчитать растворимость набора компонент газа в воде и подходит для сложных моделей. Например, закачки дымового газа в истощенную нефтяную залежь.
Также существует возможность определить множитель на проницаемость (ключевое слово TRMMULTC)
в зависимости от концентрации трассера.
Для активных (реактивных) трассеров на уровне гидродинамического
моделирования поддерживаются
следующие эффекты, изменяющие его концентрацию: адсорбция на скелете породы, вынос его потоком, диффузия и распад.
Выводы
Для моделирования закачки CO2 в водоносные пласты (без углеводородов)
при известном минеральном составе скелета и количественной оценке составляющих породу минералов имеется полностью готовый инструментарий, обеспечивающий достаточно большую скорость расчетов.
Для случая закачки CO2, в истощенные нефтяные залежи с подошвенной водой требуются дополнительная настройка специальной композиционной модели и достижение компромисса между скоростью расчетов и сложностью модели.
Статья написана в рамках выполнения государственного задания ИПНГ РАН (Аникеев Д.П. - тема «Научное обоснование влияния гидрохимических и микробиологических процессов на развитие коррозионных явлений при сонахождении водорода и метана в широком диапазоне концентраций в геологических объектах различного типа», № 122022800276-2; Аникеева Э.С. -тема «Совершенствование методов моделирования, лабораторных и промысловых исследований для создания новых технологий эффективного экологически чистого извлечения углеводородов в сложных горно-геологических условиях», № 122022800272-4).
Литература
1. Seo J.G., Mamora D.D. Experimental and simulation studies of sequestration of supercritical carbon dioxide in depleted gas reservoirs // SPE/EPA/DOE Exploration and Production Environmental Conference, San Antonio, Texas, USA, 10-12 March 2003. Paper SPE-81200-MS. https://doi.org/ 10.2118/81200-MS
2. Bryant S.L., Lakshiminarasimhan S., Pope G.A. Buoyancy-dominated multiphase flow and its impact on geological sequestration of CO2 // SPE/DOE Symposium on Improved Oil Recovery, Tulsa, Oklahoma, USA, 22-26 April 2006. Paper SPE-99938-MS. https://doi.org/10.2118/99938-MS
3. Kelemen P., Benson S.M., Pilorge H., Psarras P., Wilcox J. An overview of the status and challenges of CO2 storage in minerals and geological formations // Frontiers in Climate. 2019. Vol. 1. P. 9. https://doi.org//10.3389/fclim.2019.00009
4. Matter J.M., Broecker W.S., Gislason S.R. et al. The Carbfix Pilot Project - Storing carbon dioxide in basalt // Energy Procedia. 2011. Vol. 4. P. 5579-5585. https://doi.org/ 10.1016/j.egypro.2011.02.546
5. McGrail B.P., Schaef H.T., Spane F.A. et al. Field validation of supercritical CO2 reactivity with basalts // Environmental Science & Technology Letters. 2016. Vol. 4, No. 1. P. 6-10. https://doi.org/10.1021/acs.estlett.6b00387
6. Kelemen P.B., Matter J. In situ carbonation of peridotite for CO2 storage // Proceedings of the National Academy of Sciences. 2008. Vol. 105, No. 45. P. 17295-17300. https://doi.org/ 10.1073/pnas.0805794105
7. Skippen G.B. Experimental data for reactions in siliceous marbles // The Journal of Geology. 1971. Vol. 79, No. 4. P. 457-481. https://doi.org/10.1086/627652
8. Chizmeshya A.V.G., McKelvy M.J., Squires K. et al. A novel approach to mineral carbonation: Enhancing carbonation while avoiding mineral pretreatment process cost: Final Report. Oak Ridge, TN: United States Department of Energy, Office of Scientific and Technical Information, 2007. 163 p. https://doi.org/10.2172/924162
9. Gislason S.R., Wolff-Boenisch D., Stefansson A. et al. Mineral sequestration of carbon dioxide in basalt: A pre-injection overview of the CarbFix project // International Journal of Greenhouse Gas Control. 2010. Vol. 4, No. 3. P. 537-545. https://doi.org/10.1016/jijggc.2009.11.013
10. Wolff-Boenisch D., Gislason S.R., Oelkers E.H. The effect of crystallinity on dissolution rates and CO2 consumption capacity of silicates // Geochimica et Cosmochimica Acta. 2006. Vol. 70, No. 4. P. 858-870. https://doi.org/10.1016/j.gca.2005.10.016
11. Seo J.G., Mamora D.D. Experimental and simulation studies of sequestration of supercritical carbon dioxide in depleted gas reservoirs // Journal of Energy Resources Technology. 2005. Vol. 127, No. 1. P. 1-6. https://doi.org/10.1115/1.1790538
12. Soltanian M.R., Hajirezaie S., Hosseini S.A. et al. Multicomponent reactive transport of carbon dioxide in fluvial heterogeneous aquifers // Journal of Natural Gas Science and Engineering. 2019. Vol. 65. P. 212-223. https://doi.org/10.1016/jjngse.2019.03.011
13. Шубин А.В., Рыжков В.И. Изучение эффекта засолонения порового пространства терригенного коллектора по сейсмическим данным // Геофизика. 2013. № 5. С. 17-25.
14. Iglauer S., Pentland C.H., Busch A. CO2 wettability of seal and reservoir rocks and the implications for carbon geo-sequestration // Water Resources Research. 2015. Vol. 51, No. 1. P. 729-774. https://doi.org/10.1002/2014WR015553
15. Bao K., Yan M., Allen R. et al. High-performance modeling of carbon dioxide sequestration by coupling reservoir simulation and molecular dynamics // SPE Journal. 2016. Vol. 21, No. 3. P. 853-863. https://doi.org/ 10.2118/163621-PA
16. Kelemen P.B., Aines R., Bennett E. et al. In situ carbon mineralization in ultramafic rocks: Natural processes and possible engineered methods // Energy Procedia. 2018. Vol. 146. P. 92-102. https://doi.org/10.1016/j.egypro.2018.07.013
17. Fox D. Rare mantle rocks in Oman could sequester massive amounts of CO2 // Scientific American. 2021. Vol. 325, No. 1. P. 44-53.
18. Rassenfoss S. Mountains in Oman can store huge amounts of CO2 if a way can be found into the tight rock // Journal of Petroleum Technology. 2023. Vol. 75, No. 5. P. 28-33. https://doi.org/ 10.2118/0523-0028-JPT
19. R0yne A., Jamtveit B., Mathiesen J., Malthe-S0renssen A. Controls on rock weathering rates by reaction-induced hierarchical fracturing // Earth and Planetary Science Letters. 2008. Vol. 275, No. 3-4. P. 364-369. https://doi.org/10.1016/j.epsl.2008.08.035
20. Snwbjomsdottir S.O., Oelkers E.H., Mesfin K. et al. The chemistry and saturation states of subsurface fluids during the in situ of CO2 and H2S at the CarbFix site in SW-Iceland // International Journal of Greenhouse Gas Control. 2017. Vol. 58. P. 87-102. https://doi.org/10.1016/j.ijggc.2017.01.007
21. Гиматудинов Ш.К., Ширковский А.И. Физика нефтяного и газового пласта: Учебник для вузов. 3-е изд. М.: Недра, 1982. 311 с.
22. Bowers T.S., Helgeson H.C. Calculation of the thermodynamic and geochemical consequences of nonideal mixing in the system H2O-CO2-NaCl on phase relations in geologic systems // American Mineralogist. 1983. Vol. 68, No. 11-12. P. 1059-1075.
23. Shock E.L., Oelkers E.H., Johnson J.W. et al. Calculation of the thermodynamic properties of aqueous species at high pressures and temperatures. Effective electrostatic radii, dissociation constants and standard partial molal properties to 1000 °C and 5 kbar // Journal of the Chemical Society, Faraday Transactions. 1992. Vol. 88, No. 6. P. 803-826. https://doi.org/10.1039/FT9928800803
24. Иванов М.В., Бушмин С.А. Уравнение состояния флюидной системы H2O-CO2-CaCh и свойства флюидных фаз при P-T параметрах средней и нижней коры // Петрология. 2019. Т. 27, № 4. С. 431-445. https://doi.org/10.31857/S0869-5903274431-445
25. Bakker R.J. Adaptation of the Bowers and Helgeson (1983) equation of state to the H2O-CO2-CH4-N-NaCl system // Chemical Geology. 1999. Vol. 154, No. 1-4. P. 225-236. https://doi.org/10.1016/S0009-2541(98)00133-8
26. Spycher N., Pruess K. CO2-H2O mixtures in the geological sequestration of CO2. II. Partitioning in chloride brines at 12-100°C and up to 600 bar // Geochimica et Cosmochimica Acta. 2005. Vol. 69, No. 13. P. 3309-3320. https://doi.org/10.1016/j.gca.2005.01.015
27. Spycher N., Pruess K. A phase-partitioning model for CO2-brine mixtures at elevated temperatures and pressures: Application to CO2-enhanced geothermal systems // Transport in Porous Media. 2009. Vol. 82, No. 1. P. 173-196. https://doi.org/10.1007/s11242-009-9425-y
28. Spycher N., Pruess K., Ennis-King J. CO2-H2O mixtures in the geological sequestration of CO2. I. Assessment and calculation of mutual solubilities from 12 to 100°C and up to 600 bar // Geochimica et Cosmochimica Acta. 2003. Vol. 67, No. 16. P. 3015-3031. https://doi.org/10.1016/S0016-7037(03)00273-4
29. Rumpf B., Nicolaisen H., Ocal C., Maurer G. Solubility of carbon dioxide in aqueous solutions of sodium chloride: Experimental results and correlation // Journal of Solution Chemistry. 1994. Vol. 23, No. 1. P. 431-448. https://doi.org/10.1007/BF00973113
30. Duan Z., Sun R. An improved model calculating CO2 solubility in pure water and aqueous NaCl solutions from 257 to 533 K and from 0 to 2000 bar // Chemical Geology. 2003. Vol. 193, No. 3-4. P. 257-271. https://doi.org/10.1016/S0009-2541(02)00263-2
31. Activity coefficients in electrolyte solutions / Ed. by K.S. Pitzer. 2nd ed. Boca Raton, FL: CRC Press, 1991. 542 p. https://doi.org/10.1201/9781351069472
32. Bastami A., Allahgholi M., Pourafshary P. Experimental and modelling study of the solubility of CO2 in various CaCl2 solutions at different temperatures and pressures // Petroleum Science. 2014. Vol. 11, No. 4. P. 569-577. https://doi.org/10.1007/s12182-014-0373-1
33. Chang Y.-B., Coats B.K., Nolen J.S. A compositional model for CO2 floods including CO2 solubility in water // SPE Reservoir Evaluation & Engineering. 1998. Vol. 1, No. 2. P. 155-160. https://doi.org/ 10.2118/35164-PA
Actual Problems of Oil and Gas. Iss. 2(41) 2023 http://oilgasjournal.ru
DOI 10.29222/ipng.2078-5712.2023-41.art7 UDC 662.691.24
Evaluation of various available options in hydrodynamic modeling packages for modeling the underground storage of carbon dioxide in geological structures of various types
D.P. Anikeev*, E.S. Anikeeva**
Oil and Gas Research Institute, Russian Academy of Sciences, Moscow, Russia E-mail: *anikeev@ogri.ru, **esanikeeva@ogri.ru
Abstract. The article provides an overview of several methods of carbon dioxide storage in underground formations, to reduce the hydrocarbon footprint. The mathematical tools used in calculations and modeling of CO2 injection into sedimentary and magmatic formations are also briefly described. The chemical transformation equations for the interaction of carbon dioxide with the rock are given.
The possibility of taking into account the processes occurring in the formation, including the formation of new minerals, in digital hydrodynamic models of formations are discussed.
Keywords: carbon dioxide storage, chemical reactions in the reservoir, hydrodynamic modeling.
Citation: Anikeev D.P., Anikeeva E.S. Evaluation of various available options in hydrodynamic modeling packages for modeling the underground storage of carbon dioxide in geological structures of various types // Actual Problems of Oil and Gas. 2023. Iss. 2(41). P. 108-123. https://doi.org/10.29222/ipng.2078-5712.2023-41.art7 (In Russ.).
References
1. Seo J.G., Mamora D.D. Experimental and simulation studies of sequestration of supercritical carbon dioxide in depleted gas reservoirs // SPE/EPA/DOE Exploration and Production Environmental Conference, San Antonio, Texas, USA, 10-12 March 2003. Paper SPE-81200-MS. https://doi.org/ 10.2118/81200-MS
2. Bryant S.L., Lakshiminarasimhan S., Pope G.A. Buoyancy-dominated multiphase flow and its impact on geological sequestration of CO2 // SPE/DOE Symposium on Improved Oil Recovery, Tulsa, Oklahoma, USA, 22-26 April 2006. Paper SPE-99938-MS. https://doi.org/10.2118/99938-MS
3. Kelemen P., Benson S.M., Pilorge H., Psarras P., Wilcox J. An overview of the status and challenges of CO2 storage in minerals and geological formations // Frontiers in Climate. 2019. Vol. 1. P. 9. https://doi.org//10.3389/fclim.2019.00009
4. Matter J.M., Broecker W.S., Gislason S.R. et al. The Carbfix Pilot Project - Storing carbon dioxide in basalt // Energy Procedia. 2011. Vol. 4. P. 5579-5585. https://doi.org/ 10.1016/j.egypro.2011.02.546
5. McGrail B.P., Schaef H.T., Spane F.A. et al. Field validation of supercritical CO2 reactivity with basalts // Environmental Science & Technology Letters. 2016. Vol. 4, No. 1. P. 6-10. https://doi.org/10.1021/acs.estlett.6b00387
6. Kelemen P.B., Matter J. In situ carbonation of peridotite for CO2 storage // Proceedings of the National Academy of Sciences. 2008. Vol. 105, No. 45. P. 17295-17300. https://doi.org/ 10.1073/pnas.0805794105
© 2023. D.P. Anikeev, E.S. Anikeeva 121
This is an open access article under the Creative Commons Attribution 4.0 International License (https://creativecommons.org/licenses/by/4.0/)
7. Skippen G.B. Experimental data for reactions in siliceous marbles // The Journal of Geology. 1971. Vol. 79, No. 4. P. 457-481. https://doi.org/10.1086/627652
8. Chizmeshya A.V.G., McKelvy M.J., Squires K. et al. A novel approach to mineral carbonation: Enhancing carbonation while avoiding mineral pretreatment process cost: Final Report. Oak Ridge, TN: United States Department of Energy, Office of Scientific and Technical Information, 2007. 163 p. https://doi.org/10.2172/924162
9. Gislason S.R., Wolff-Boenisch D., Stefansson A. et al. Mineral sequestration of carbon dioxide in basalt: A pre-injection overview of the CarbFix project // International Journal of Greenhouse Gas Control. 2010. Vol. 4, No. 3. P. 537-545. https://doi.org/10.1016/j.ijggc.2009.11.013
10. Wolff-Boenisch D., Gislason S.R., Oelkers E.H. The effect of crystallinity on dissolution rates and CO2 consumption capacity of silicates // Geochimica et Cosmochimica Acta. 2006. Vol. 70, No. 4. P. 858-870. https://doi.org/10.1016Zj.gca.2005.10.016
11. Seo J.G., Mamora D.D. Experimental and simulation studies of sequestration of supercritical carbon dioxide in depleted gas reservoirs // Journal of Energy Resources Technology. 2005. Vol. 127, No. 1. P. 1-6. https://doi.org/10.1115/1.1790538
12. Soltanian M.R., Hajirezaie S., Hosseini S.A. et al. Multicomponent reactive transport of carbon dioxide in fluvial heterogeneous aquifers // Journal of Natural Gas Science and Engineering. 2019. Vol. 65. P. 212-223. https://doi.org/10.1016/jjngse.2019.03.011
13. Shubin A.V., Ryzhkov V.I. Seismic study of sandstone reservoir salinization // Geofizika. 2013. No. 5. P. 17-25. (In Russ.).
14. Iglauer S., Pentland C.H., Busch A. CO2 wettability of seal and reservoir rocks and the implications for carbon geo-sequestration // Water Resources Research. 2015. Vol. 51, No. 1. P. 729-774. https://doi.org/10.1002/2014WR015553
15. Bao K., Yan M., Allen R. et al. High-performance modeling of carbon dioxide sequestration by coupling reservoir simulation and molecular dynamics // SPE Journal. 2016. Vol. 21, No. 3. P. 853-863. https://doi.org/ 10.2118/163621-PA
16. Kelemen P.B., Aines R., Bennett E. et al. In situ carbon mineralization in ultramafic rocks: Natural processes and possible engineered methods // Energy Procedia. 2018. Vol. 146. P. 92-102. https://doi.org/10.1016/j.egypro.2018.07.013
17. Fox D. Rare mantle rocks in Oman could sequester massive amounts of CO2 // Scientific American. 2021. Vol. 325, No. 1. P. 44-53.
18. Rassenfoss S. Mountains in Oman can store huge amounts of CO2 if a way can be found into the tight rock // Journal of Petroleum Technology. Vol. 75, No. 5. P. 28-33. https://doi.org/ 10.2118/0523-0028-JPT
19. R0yne A., Jamtveit B., Mathiesen J., Malthe-S0renssen A. Controls on rock weathering rates by reaction-induced hierarchical fracturing // Earth and Planetary Science Letters. 2008. Vol. 275, No. 3-4. P. 364-369. https://doi.org/10.1016/j.epsl.2008.08.035
20. Snwbjomsdottir S.O., Oelkers E.H., Mesfin K. et al. The chemistry and saturation states of subsurface fluids during the in situ of CO2 and H2S at the CarbFix site in SW-Iceland // International Journal of Greenhouse Gas Control. 2017. Vol. 58. P. 87-102. https://doi.org/10.1016/j.ijggc.2017.01.007
21. Gimatudinov Sh.K., Shirkovsky A.I. Physics of oil and gas reservoir: Textbook for universities. 3rd ed. Moscow: Nedra, 1982. 311 p. (In Russ.).
22. Bowers T.S., Helgeson H.C. Calculation of the thermodynamic and geochemical consequences of nonideal mixing in the system H2O-CO2-NaCl on phase relations in geologic systems // American Mineralogist. 1983. Vol. 68, No. 11-12. P. 1059-1075.
23. Shock E.L., Oelkers E.H., Johnson J.W. et al. Calculation of the thermodynamic properties of aqueous species at high pressures and temperatures. Effective electrostatic radii, dissociation constants and standard partial molal properties to 1000 °C and 5 kbar // Journal of the Chemical Society, Faraday Transactions. 1992. Vol. 88, No. 6. P. 803-826. https://doi.org/10.1039/FT9928800803
24. Ivanov M.V., Bushmin S.A. Equation of state of the H2O-CO2-CaCh fluid system and properties of fluid phases at P-T parameters of the middle and lower crust // Petrology. 2019. Vol. 27, No. 4. P. 395-406. https://doi.org/10.1134/S0869591119040039
25. Bakker R.J. Adaptation of the Bowers and Helgeson (1983) equation of state to the H2O-CO2-CH4-N-NaCl system // Chemical Geology. 1999. Vol. 154, No. 1-4. P. 225-236 https://doi.org/10.1016/S0009-2541(98)00133-8
26. Spycher N., Pruess K. CO2-H2O mixtures in the geological sequestration of CO2. II. Partitioning in chloride brines at 12-100°C and up to 600 bar // Geochimica et Cosmochimica Acta. 2005. Vol. 69, No. 13. P. 3309-3320. https://doi.org/10.1016Zj.gca.2005.01.015
27. Spycher N., Pruess K. A phase-partitioning model for CO2-brine mixtures at elevated temperatures and pressures: Application to CO2-enhanced geothermal systems // Transport in Porous Media. 2009. Vol. 82, No. 1. P. 173-196. https://doi.org/10.1007/s11242-009-9425-y
28. Spycher N., Pruess K., Ennis-King J. CO2-H2O mixtures in the geological sequestration of CO2. I. Assessment and calculation of mutual solubilities from 12 to 100°C and up to 600 bar // Geochimica et Cosmochimica Acta. 2003. Vol. 67, No. 16. P. 3015-3031. https://doi.org/10.1016/S0016-7037(03)00273-4
29. Rumpf B., Nicolaisen H., Ocal C., Maurer G. Solubility of carbon dioxide in aqueous solutions of sodium chloride: Experimental results and correlation // Journal of Solution Chemistry. 1994. Vol. 23, No. 1. P. 431-448. https://doi.org/10.1007/BF00973113
30. Duan Z., Sun R. An improved model calculating CO2 solubility in pure water and aqueous NaCl solutions from 257 to 533 K and from 0 to 2000 bar // Chemical Geology. 2003. Vol. 193, No. 3-4. P. 257-271. https://doi.org/10.1016/S0009-2541(02)00263-2
31. Activity coefficients in electrolyte solutions / Ed. by K.S. Pitzer. 2nd ed. Boca Raton, FL: CRC Press, 1991. 542 p. https://doi.org/10.1201/9781351069472
32. Bastami A., Allahgholi M., Pourafshary P. Experimental and modelling study of the solubility of CO2 in various CaCl2 solutions at different temperatures and pressures // Petroleum Science. 2014. Vol. 11, No. 4. P. 569-577. https://doi.org/10.1007/s12182-014-0373-1
33. Chang Y.-B., Coats B.K., Nolen J.S. A compositional model for CO2 floods including CO2 solubility in water // SPE Reservoir Evaluation & Engineering. 1998. Vol. 1, No. 2. P. 155-160. https://doi.org/ 10.2118/35164-PA
